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摘 要：采油井与注水井协同生产优化决策问题属于短时间尺度整体优化问题，着重解决在当前油藏、地面条件下，如何优化生产工艺参数，挖掘油井生产潜力，实现高效生产优化管理。采油井与注水井协同生产优化决策应是注水开发油田生产精细管理最重要的内容之一。较好的油藏条件是举升工艺优化，实现增油的物质基础。通过分析区块油水井对应关系，增加水井注水量，驱动剩余油。提高油井产液量，放大生产压差，实现油井增油。
关键词：协同生产；举升工艺优化；单井产量；优化决策
人工举升井生产优化主要用到了节点分析法与线性搜索寻优法。不同举升方式采油井具有不同的优化生产工艺参数集。对于气举井，一般需要优化：油管尺寸，气举阀类型、级数、深度、尺寸等；对于有杆泵井，一般需要优化：泵挂、泵径、冲程、冲次，油管尺寸、抽油杆组合等；对于电潜泵井，一般需要优化：泵型、泵挂、泵级数等油田注水开发二十多年，已经进入高含水开发阶段，油藏注水系统完善，油藏压力稳定。针对注水效果好的区块，挖掘剩余油潜力，提高单井产量，是现开发阶段的首要任务。采油井与注水井协同生产优化决策问题是油田开发生产系统整体优化决策研究中最为核心的内容之一。油田开发生产系统是一个复杂、动态、开放式系统，其整体生产优化问题是一个多对象、多维度、多时间尺度优化问题。研究的对象有油藏、采油井、注水/注气井、地面集输管网、注水管网等主体构成子系统，钻井或井下作业施工、资金等辅助系统。研究的目的是制定油气田开发生产方案，优化井网部署、优化注水采油方案、优化井筒及地面管网工艺参数、优化措施作业方案等。
1、概况
通过近两年对研究区块进行整体举升工艺优化，区块开发状况的明显改善，为其他区块举升工艺优化提供了技术保障。 区块为注水开发砂岩油藏，属于中等孔隙度，中渗透率储层。较好的油藏条件是举升工艺优化，实现增油的物质基础。区块油层厚度大、层多、层薄，多数油井存在气大、出砂现象，限制了举升工艺优化的井数。通过分析区块油水井对应关系，增加水井注水量，驱动剩余油。提高油井产液量，放大生产压差，实现油井增油。目前举升设备以10型、12型抽油机，泵型以Φ44mm、Φ57mm为主，结合管杆泵配套工艺技术，充分发挥井筒潜力，来提高单井产量，根据油井动态变化，对油井原有封堵层位重新认识，进行优化生产层位，同时加强注水，进而提高水驱效率，达到供举匹配，实现了单井增产，区块稳产。
2、开发特征分析
2.1地层压力。通过多年的治理，注采保持平衡，充足的地层压力，保障了油井的供液能力，为提液后液面及时上升提供了保障。
2.2注采平衡。通过油藏的细分注水，及调驱、调剖工作，增强了水井的水驱效率，2017年注采比为1.32，相比2016年高出0.317，与合理注采比相比高出0.214，注水量较去年有较大的提升。为实现供采平衡，可以进行提液。
2.3产液指数。通过绘制区块提液油井产液指数散点图，发现主要集中在2—5t/MPa？d，所以区块油井产液量增加3t，液面下降100米，为油井提液潜力预测，提供了分析依据。在举升优化工作中，选择合理的泵型及泵挂，及时调整生产参数，发挥井筒的最大潜力。
2.4特种抽油泵。针对区块出砂，由于产液量增加，柱塞式抽油泵泵筒和柱塞的磨损、腐蚀、划伤等现象，导致泵效下降过快，后期提液效果逐渐变差。针对这个现象，研制开发了旋转防砂抽油泵，提液油井泵效，延长油井检泵周期，保障油井的长期高效运行。旋转防砂抽油泵具有：旋转装置，沉砂通道、无磁硬质合金游动阀、固定閥结构，通过现场使用延长了油井泵效和检泵周期。
2.5杆柱设计。针对负荷增加，抽油杆柱的挠曲偏磨和冲程损失加剧现象，应用井眼曲线三维立体再现分析技术、抽油杆近似等强度组合设计、杆柱受力中和点及扶正间距分析等技术进行防偏磨分析，有针对性的采取注塑杆、接箍扶正器和防脱器等防偏磨措施，提高抽油杆的抗拉强度，延缓杆柱的疲劳断脱，延长作业检泵周期，减缓抽油杆柱的偏磨现象，减少冲程损失，提高泵效。
3、现场实施情况
3.1泵型分布。针对区块液面相对较深，不同井组的供液能力不同，对原有的Φ38和Φ44抽油泵，使用Φ44泵与Φ57泵进行举升工艺优化，适当的增加单井液量，放大了生产压差，实现了单井的增油，取得成功及规模实施后，我们在以后的工作中逐步进行Φ70泵的尝试，取得新的突破。
3.2 更换机型。Φ57抽油泵，使用12型抽油机冲程可以达到5米，冲次3.8次，理论排量为70t；使用10型抽油机，冲程3米，冲次6.5次，理论排量为70t。高冲次增加抽油杆偏磨及疲劳，不利于泵筒充满，同时缩短检泵周期。
3.3典型井例。A井位于区块中部，周边油井产量高，剩余油丰富，水井对应关系好，且注水量增加，2015年Φ44抽油泵生产，生产数据15.1/0.4/97﹪， 折算液面1200米。经分析该井油层被水层抑制，生产压力不足，进行举升工艺优化，使用Φ57抽油泵提液生产，提液后生产数据：25/4.8/81﹪， 实现日增油4.4t/d，累增油627.4t/d。液面1542米，液面下降342米，产液量增加10t，每下降100米液面产液量增加2.9t，负荷产液指数散点图分析所得的产液指数2—5t/MPa？d。
4、经济效益分析
2016年举升工艺优化增油6136.7t，2017年增油 6337.4t。总计创效：1948.74万元。同时摸索了一套成型的举升工艺优化方案，以此为基础，推广应用举升工艺优化，实施于注水效果好的区块，实现了单井增产。举升工艺优化为区块的稳产及合理开发作出了贡献，使我们认识到了，高含水开发区块注水量增加，剩余储量丰富的情况下，降低油井液面，放大生产压差，动用低压油层做贡献，是高含水开发阶段，油藏合理开发的一种手段，为以后其他区块的应用，提供了技术指导。
5、存在问题及下步建议
油井泵效下降快；油层位置影响下泵深度，导致沉没度小；选井难度加大，区块油井可选井范围变小；井况复杂，抽油杆管容易断脱，检泵周期短；井下工具打捞成功率低，捞获后受套变影响，存在上提困难的问题。针对问题下步措施：（1））Φ57抽油泵全部使用12型抽油机，进一步优化调参，发挥举升设备及杆泵组合潜力；（2））泵效低、供液不足、提液效果不明显井，更换小泵型，恢复地层能量；（3））对调剖、调驱井组对应油井适时跟踪，把握提液时机；（4）Φ70抽油泵试验推广。
参考文献：
[1] 高3618块举升工艺配套及应用研究[J]. 金光浩.化工管理. 2016（20）
关键词：协同生产；举升工艺优化；单井产量；优化决策
人工举升井生产优化主要用到了节点分析法与线性搜索寻优法。不同举升方式采油井具有不同的优化生产工艺参数集。对于气举井，一般需要优化：油管尺寸，气举阀类型、级数、深度、尺寸等；对于有杆泵井，一般需要优化：泵挂、泵径、冲程、冲次，油管尺寸、抽油杆组合等；对于电潜泵井，一般需要优化：泵型、泵挂、泵级数等油田注水开发二十多年，已经进入高含水开发阶段，油藏注水系统完善，油藏压力稳定。针对注水效果好的区块，挖掘剩余油潜力，提高单井产量，是现开发阶段的首要任务。采油井与注水井协同生产优化决策问题是油田开发生产系统整体优化决策研究中最为核心的内容之一。油田开发生产系统是一个复杂、动态、开放式系统，其整体生产优化问题是一个多对象、多维度、多时间尺度优化问题。研究的对象有油藏、采油井、注水/注气井、地面集输管网、注水管网等主体构成子系统，钻井或井下作业施工、资金等辅助系统。研究的目的是制定油气田开发生产方案，优化井网部署、优化注水采油方案、优化井筒及地面管网工艺参数、优化措施作业方案等。
1、概况
通过近两年对研究区块进行整体举升工艺优化，区块开发状况的明显改善，为其他区块举升工艺优化提供了技术保障。 区块为注水开发砂岩油藏，属于中等孔隙度，中渗透率储层。较好的油藏条件是举升工艺优化，实现增油的物质基础。区块油层厚度大、层多、层薄，多数油井存在气大、出砂现象，限制了举升工艺优化的井数。通过分析区块油水井对应关系，增加水井注水量，驱动剩余油。提高油井产液量，放大生产压差，实现油井增油。目前举升设备以10型、12型抽油机，泵型以Φ44mm、Φ57mm为主，结合管杆泵配套工艺技术，充分发挥井筒潜力，来提高单井产量，根据油井动态变化，对油井原有封堵层位重新认识，进行优化生产层位，同时加强注水，进而提高水驱效率，达到供举匹配，实现了单井增产，区块稳产。
2、开发特征分析
2.1地层压力。通过多年的治理，注采保持平衡，充足的地层压力，保障了油井的供液能力，为提液后液面及时上升提供了保障。
2.2注采平衡。通过油藏的细分注水，及调驱、调剖工作，增强了水井的水驱效率，2017年注采比为1.32，相比2016年高出0.317，与合理注采比相比高出0.214，注水量较去年有较大的提升。为实现供采平衡，可以进行提液。
2.3产液指数。通过绘制区块提液油井产液指数散点图，发现主要集中在2—5t/MPa？d，所以区块油井产液量增加3t，液面下降100米，为油井提液潜力预测，提供了分析依据。在举升优化工作中，选择合理的泵型及泵挂，及时调整生产参数，发挥井筒的最大潜力。
2.4特种抽油泵。针对区块出砂，由于产液量增加，柱塞式抽油泵泵筒和柱塞的磨损、腐蚀、划伤等现象，导致泵效下降过快，后期提液效果逐渐变差。针对这个现象，研制开发了旋转防砂抽油泵，提液油井泵效，延长油井检泵周期，保障油井的长期高效运行。旋转防砂抽油泵具有：旋转装置，沉砂通道、无磁硬质合金游动阀、固定閥结构，通过现场使用延长了油井泵效和检泵周期。
2.5杆柱设计。针对负荷增加，抽油杆柱的挠曲偏磨和冲程损失加剧现象，应用井眼曲线三维立体再现分析技术、抽油杆近似等强度组合设计、杆柱受力中和点及扶正间距分析等技术进行防偏磨分析，有针对性的采取注塑杆、接箍扶正器和防脱器等防偏磨措施，提高抽油杆的抗拉强度，延缓杆柱的疲劳断脱，延长作业检泵周期，减缓抽油杆柱的偏磨现象，减少冲程损失，提高泵效。
3、现场实施情况
3.1泵型分布。针对区块液面相对较深，不同井组的供液能力不同，对原有的Φ38和Φ44抽油泵，使用Φ44泵与Φ57泵进行举升工艺优化，适当的增加单井液量，放大了生产压差，实现了单井的增油，取得成功及规模实施后，我们在以后的工作中逐步进行Φ70泵的尝试，取得新的突破。
3.2 更换机型。Φ57抽油泵，使用12型抽油机冲程可以达到5米，冲次3.8次，理论排量为70t；使用10型抽油机，冲程3米，冲次6.5次，理论排量为70t。高冲次增加抽油杆偏磨及疲劳，不利于泵筒充满，同时缩短检泵周期。
3.3典型井例。A井位于区块中部，周边油井产量高，剩余油丰富，水井对应关系好，且注水量增加，2015年Φ44抽油泵生产，生产数据15.1/0.4/97﹪， 折算液面1200米。经分析该井油层被水层抑制，生产压力不足，进行举升工艺优化，使用Φ57抽油泵提液生产，提液后生产数据：25/4.8/81﹪， 实现日增油4.4t/d，累增油627.4t/d。液面1542米，液面下降342米，产液量增加10t，每下降100米液面产液量增加2.9t，负荷产液指数散点图分析所得的产液指数2—5t/MPa？d。
4、经济效益分析
2016年举升工艺优化增油6136.7t，2017年增油 6337.4t。总计创效：1948.74万元。同时摸索了一套成型的举升工艺优化方案，以此为基础，推广应用举升工艺优化，实施于注水效果好的区块，实现了单井增产。举升工艺优化为区块的稳产及合理开发作出了贡献，使我们认识到了，高含水开发区块注水量增加，剩余储量丰富的情况下，降低油井液面，放大生产压差，动用低压油层做贡献，是高含水开发阶段，油藏合理开发的一种手段，为以后其他区块的应用，提供了技术指导。
5、存在问题及下步建议
油井泵效下降快；油层位置影响下泵深度，导致沉没度小；选井难度加大，区块油井可选井范围变小；井况复杂，抽油杆管容易断脱，检泵周期短；井下工具打捞成功率低，捞获后受套变影响，存在上提困难的问题。针对问题下步措施：（1））Φ57抽油泵全部使用12型抽油机，进一步优化调参，发挥举升设备及杆泵组合潜力；（2））泵效低、供液不足、提液效果不明显井，更换小泵型，恢复地层能量；（3））对调剖、调驱井组对应油井适时跟踪，把握提液时机；（4）Φ70抽油泵试验推广。
参考文献：
[1] 高3618块举升工艺配套及应用研究[J]. 金光浩.化工管理. 2016（20）